GAS NO CONVENCIONAL EN ESPAÑA, UNA OPORTUNIDAD DE FUTURO
Consejo Superior de Colegios de Ingenieros de Minas
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COMITÉ DE REDACCIÓN
DIRECCIÓN Y COORDINACIÓN Cámara Rascón, Ángel. Catedrático de Ingeniería Química y Combustibles de la Universidad Politécnica de Madrid y Decano del Colegio de Ingenieros de Minas del Centro de España. Pendás Fernández, Fernando. Catedrático de Hidrogeología, Geología del Petróleo y Estratigrafía de la Universidad de Oviedo.
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COMITÉ DE REDACCIÓN
EQUIPO DE REDACCIÓN Álvarez Fernández, Isaac. Ingeniero de minas. (Colegio Oficial de Ingenieros de Minas del Centro de España) Arenillas González, Alicia. Ingeniero de minas. (Instituto Geológico y Minero de España) Cayola Cortés, Francisco José. Ingeniero de minas. (Ministerio de Industria, Energía y Turismo) Cienfuegos Suárez, Pablo. Ingeniero de minas. (Universidad de Oviedo) García de la Noceda Márquez, Celestino. Colegio Oficial de Ingenieros de Minas del Centro de España Loredo Pérez, Jorge. Ingeniero de minas. (Universidad de Oviedo) Martínez Orio, Roberto. Ingeniero de minas. (Colegio Oficial de Ingenieros de Minas del Centro de España) Mazadiego Martínez, Luis Felipe. Ingeniero de minas. (Universidad Politécnica de Madrid) Vázquez Teijeira, Diego. Ingeniero de minas. (Ministerio de Industria, Energía y Turismo) Vicuña Irusta, Juan Cruz . Ingeniero de minas. (SHESA. Ente Vasco de la Energía) Tarín Egoscozabal, Isabel. Ingeniero Industrial. (URBASER)
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INDICE 1
GAS NO CONVENCIONAL. TIPOS Y CARACTERÍSTICAS 1.1.
Generalidades
1.2.
Gas de pizarra (shale gas) y gas en capas de carbón (CBM)
1.1.1
Génesis del Gas de Pizarra
1.1.2
Génesis de gas en capas de carbón
1.1.3
Herramientas relevantes a la hora de prospectar y aprovechar el recurso
1.1.3.1 La geoquímica orgánica 1.1.3.2 El sistema deposicional y la evolución de la cuenca 1.1.3.3 La hidrogeología 1.3.
El gas de baja permeabilidad o “tight gas”
1.3.1 1.3.2
2
Génesis del tight gas Condiciones geológicas
POTENCIAL DE RECURSOS NO CONVENCIONALES DE GAS NATURAL EN EL MUNDO Y EN ESPAÑA 2.1 Introducción 2.2 Clasificación 2.3 Recursos mundiales 2.4 Recursos en España
3
TECNOLOGÍA EN LOS YACIMIENTOS DE GAS NO CONVENCIONAL 3.1 Características y generalidades 3.2 La exploración 3.3 El desarrollo y la explotación del gas no convencional 3.3.1 La perforación horizontal 3.3.2 La fracturación hidráulica
3.3.2.1 La monitorización de la geometría de las fracturas 3.3.2.2 La composición del fluido de fracturación 3.3.3
La explotación del gas no convencional
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ASPECTOS ECONÓMICOS Y ESTRATÉGICOS 4.1 Breve reseña histórica 4.2 Casos americano y europeo. Consideraciones de tipo económico 4.3 Efectos estratégicos de la explotación del gas no convencional
5
MARCO REGULATORIO DE LA EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE GAS NO CONVENCIONAL 5.1 Introducción 5.2 Marco regulatorio en Estados Unidos 5.3 Marco regulatorio en la Unión Europea 5.3.1 5.3.2 5.3.3 5.3.4
Legislación sobre protección del medio natural Legislación en materia de aguas Legislación en materia de químicos Normativa sobre seguridad industrial y responsabilidad ambiental
5.4 Marco regulatorio en España 5.4.1 5.4.2 5.4.3 5.4.4
Régimen regulatorio sectorial Normativa ambiental Seguridad y calidad Industrial El papel de la Administración Local
5.5 Conclusiones relativas al marco regulatorio
6
IMPACTOS AMBIENTALES PROVOCADOS POR LA EXPLOTACIÓN DE GAS NO CONVENCIONAL Y SU MITIGACIÓN 6.1 Introducción 6.2 La integridad de los pozos 6.3 El consumo de agua 6.4 Tratamiento y control de las aguas de retorno 6.5 La radiactividad en las aguas de retorno 6.6 La sismicidad inducida 6.7 Emisiones incontroladas de metano 6.8 Uso del suelo 6.9 Conclusiones relativas al medioambiente
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BIOMETANO 7.1 Fuentes de generación de biogás y uso actual 7.2 Potencial del biogás en Europa y España 7.3 Fomento del uso del biogás 7.4 Depuración del biogás 7.4.1 7.4.2 7.4.3 7.4.4 7.4.5 7.4.6
Pressure swing adsorption (PSA) Presurized water scrubbing (PWS) Absorción física en fluido orgánico Absorción química Membranas Tratamiento criogénico
7.5 Usos del biometano 7.6 Calidad del biometano para inyección en la red y uso en vehículos 7.7 Proyectos europeos: Biogasmax y GreenGasGrids 7.7.1 7.7.2
Biogasmax GreenGasGrids
7.8 Instalaciones de biogás y biometano en Europa 7.9 Aspectos económicos y estratégicos del uso del biometano 7.10 Marco regulatorio 7.10.1 Condiciones técnicas de uso del biometano 7.10.2 Marco económico
7.11 Barreras para el desarrollo de un mercado de biometano 7.12 Conclusiones relativas al biometano
8
CONCLUSIONES RELATIVAS AL GAS NO CONVENCIONAL
9
ALGUNAS EQUIVALENCIAS VOLUMETRICAS Y ENERGÉTICAS 9.1 Volumétricas 9.2 Energéticas
10 REFERENCIAS
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INTRODUCCIÓN En España, la importación de hidrocarburos ha sido, y es, un lastre para el crecimiento económico. Siempre se ha considerado algo irreversible, como si de la maldición Sísifo se tratara. Sin embargo la terca realidad está mostrando, cómo las situaciones irreversibles pueden cambiar. En los Estados Unidos de América (EEUU), una economía altamente dependiente de los hidrocarburos importados, la situación energética está siendo revertida gracias al expansivo crecimiento de la producción de gas y petróleo procedente de las pizarras y areniscas de baja permeabilidad, no descartando en el futuro ser un exportador neto. La explotación de los hidrocarburos no convencionales en EEUU, ha permitido disponer de gas abundante, costando solo el 20% del precio que paga el mercado europeo, siendo un extraordinario dinamizador de la vida económica, habiendo permitido crear casi dos millones de empleos, y teniendo la expectativa de duplicar la cifra en la próxima década, con la consiguiente entrada de dinero en la arcas públicas y la reducción del déficit externo. El presente informe, es fruto de la participación de numerosas entidades y colectivos, procedentes de ámbitos tan dispares como son: universidad, sindicatos, administraciones públicas, empresas y organizaciones empresariales de nuestro país, comprometidos por la sostenibilidad del abastecimiento energético y la protección del medio ambiente. La profundización en la explotación del gas no convencional desde perfiles y visiones tan diferentes no ha sido fácil. A lo largo de los meses de preparación hubo notables discrepancias y serias discusiones, siempre en un ámbito de respeto y “juego limpio”, como no podía ser de otra manera dada la calidad humana y profesional de todos los integrantes del Grupo de Trabajo que lo ha elaborado. Los resultados expuestos a continuación, reflejan el amplio consenso alcanzado por el Comité de Redacción, tras reflexivos debates técnicos, sin juicios “a priori”, inspirados por el rigor y el conocimiento. A lo largo del informe se profundiza en la puesta al día de las tecnologías empleadas y en el trasfondo de los incidentes medioambientales ocasionados por esas tecnologías, teniendo en cuenta todos los ámbitos geográficos en donde se están aplicando, pero fundamentalmente en los EEUU, que con 40.000 pozos perforados para la extracción de
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gas no convencional y con algo más de medio millón de operaciones de fracturación hidráulica1 , disponen de la más amplia experiencia. En cualquier actividad humana, y particularmente en la actividad industrial, ya sea extractiva (petróleo, gas, minerales) o transformadora (química, alimentaria, etc.) los riesgos en la salud, la seguridad y el medio ambiente deben ser gestionados de manera eficiente a través de operaciones basadas en las mejores prácticas, la implementación de sistemas regulatorios, junto con la investigación continua en la optimización y la mejora de los procesos llevados a cabo. En definitiva, resulta necesario conocer cuáles son los hipotéticos riesgos y definir las líneas de actuación para prevenirlos, minimizarlos, mitigarlos y, cómo no, evitarlos. Las dos principales tecnologías actualmente utilizadas para la explotación del gas no convencional, la perforación horizontal y la fracturación hidráulica, están sobradamente desarrolladas para ser aplicadas, con un riesgo asumible, similar a las otras actividades industriales. En EEUU fue decisiva la implementación, entre 1980 y 1990, de la tax credit para la producción de energía no convencional y el expreso apoyo del Departamento de Energía a la investigación de los métodos de exploración y producción. En la fase preliminar en que se encuentran las prospecciones en nuestro país, puede afirmarse que la legislación actual es suficiente en el corto plazo. Solo se precisaría algo tan simple y tan importante como es dar cumplimiento a la vigente Ley de Hidrocarburos. A más plazo, se precisa una adecuación del marco regulatorio, así como una mayor colaboración entre los diversos organismos públicos, las empresas y la universidad. En España está todo por hacer en materia de gas no convencional y la expectativa de considerables recursos prospectivos, se ha puesto de manifiesto con la creciente solicitud de permisos de exploración, 27 en el último año de los que se han otorgado 19, la mayoría teniendo como objetivo el gas de pizarras. No tiene sentido renunciar en nuestro país a un recurso energético que permitiría: crear miles de puestos de trabajo, reducir la notable dependencia energética, mejorar la balanza de pagos, incrementar la competitividad, incrementar los ingresos fiscales y reducir las emisiones de efecto invernadero. A pesar de estas expectativas, percibimos un largo camino a recorrer para reducir los actuales mitos que envuelven a este importante recurso energético. Esperamos que este informe sea un paso en esa dirección.
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Ángel Cámara. Catedrático de Ingeniería Química y Combustibles de la Universidad Politécnica de Madrid Decano del Colegio de Ingenieros de Minas del Centro
Fernando Pendás. Catedrático de Hidrogeología, Geología del Petróleo y Estratigrafía de la Universidad de Oviedo
Madrid, a 27 de enero de 2013
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1. GAS NO CONVENCIONAL. TIPOS Y CARACTERÍSTICAS Se describen las tipologías de depósitos fósiles de gas no convencional (gas shale, tight gas, coal bed methane…), incluyendo su génesis, condiciones geológicas, naturaleza del recurso y características más relevantes a la hora de prospectar y aprovechar el recurso. Adicionalmente en el capítulo 7 se describe las tipologías del biometano, o metano biológico, entendiendo que también forma parte del conjunto de los gases combustibles no convencionales, en este caso no fósil.
1.1.
Generalidades
Durante millones de años, en las eras paleozoica y mesozoica de la historia geológica de nuestro planeta, ingentes volúmenes de gas natural se han ido acumulando en ambientes geológicos que difieren de las trampas de hidrocarburos convencionales. Estos yacimientos son denominados actualmente como yacimientos no convencionales de gas y son de cuatros tipos: “shale gas”, “coal bed methane”, tight gas” y “gas de hidratos”, -
“shale gas” o gas de pizarra, cuando el gas se encuentra en lutitas o pizarras, en las fracturas y diaclasas en forma libre, y en forma adsorbida sobre las micropartículas carbonosas
-
“coal bed methane”(CBM)o gas de capas de carbón cuando el gas se encuentra almacenado en carbones, de diferentes rangos, en forma adsorbida sobre las micropartículas carbonosas y en forma libre en los poros y en las microfracturas del carbón;
-
“tight gas” o “tight gas sands”, o gas de baja permeabilidad, cuando el gas se localiza en rocas sedimentarias, clásticas o carbonatadas, con muy baja permeabilidad.
-
“gas de hidratos”, cuando el gas metano, generalmente de origen biogénico, forma compuestos cristalinos con el agua, en condiciones de baja presión y a temperatura próxima al ambiente. Ninguno de los recursos de los yacimientos de este cuarto tipo, ha pasado a la categoría de reservas, por no disponer de la tecnología necesaria para su explotación comercial.
Desde 1994 quedó bien establecido el concepto de “sistema petrolífero” o “petroleum system” (Magoon, 1994) entendiendo que “para que haya un yacimiento de hidrocarburos (petróleo o gas) hace falta una roca madre, una roca almacén y una roca sello. Además era preciso que hubiera habido un proceso generador de trampas estratigráficas o estructurales, junto con un proceso de migración y acumulación de hidrocarburos en las mencionadas trampas”. Es decir, el concepto comprende todos los elementos y procesos necesarios, y en el orden adecuado, para que los hidrocarburos se generen, se acumulen y queden preservados.
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Algunos de los paradigmas de los hidrocarburos no convencionales sonque: -
La formación prospectiva y productiva, puede ser roca madre y roca almacén a la vez, aunque presente una permeabilidad muy baja (micro- o nanodarcies).
-
Una roca madre, y simultáneamente roca almacén, puede producir gas o petróleo, en cantidades comerciales, si se consigue desarrollar en la misma, una red de fracturas artificiales.
-
En rocas con abundante materia orgánica (como carbones y pizarras), además de un gas libre, comprimido en las fracturas y poros, existe otro gas adsorbido con una capacidad de almacenamiento comparable a la del gas libre.
-
No hace falta que existan las clásicas trampas estratigráficas o estructurales para producir comercialmente los hidrocarburos.
-
Una formación prospectiva, conteniendo hidrocarburos pueden ocupar grandes extensiones superficiales, formando un “gran yacimiento continuo”.
Tight Gas
Shale Gas
Extremadamente baja
0.0001
Muy Baja
0.001
Medianamente Baja
Gas Convencional
Baja
0.01 0.1 1.0 Permeabilidad (mD)
Moderada
Alta
10.0
Granite 0% porosidad Caliza Montney Shale Gas Play Barnett
Rocas típicas en campos convencionales de petroleo
Figura 1.1.Rangos de permeabilidad de diferentes formas de yacimientos de gas, convencionales y no convencionales. Fuente: Adaptada de Pflug (2009)
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El gas contenido en los yacimientos del tipo tight gas, shale gas y CBM es de origen termogénico, aunque en algún caso de yacimientos CBM se puede incorporar gas biogénico. La diferencia entre los yacimientos del tipo tight gas, y los shale gas junto con el CBM es que, en los primeros, el gas está en estado libre en las fracturas y poros de formaciones conmuy baja permeabilidad, procediendo el gas de rocas madres muy próximas. En las shale gas y CBM, el gas está siempre presente en estado libre y en estado adsorbido en la materia orgánica que forma parte de la roca madre y roca almacén simultáneamente. La permeabilidad determina el grado de conectividad de los poros y fracturas que existen en cualquier roca sedimentaria. Si los poros y fracturas están muy mal conectados, cualquier fluido tendrá dificultades para moverse y será preciso aplicar métodos artificiales para inducir una permeabilidad en la roca con el fin de alcanzar una producción comercial.
Figura 1.2. Esquema con las diferentes opciones de yacimientos no convencionales de gas natural. Fuente: BNK Petroleum (2011)
En los yacimientos convencionales, los hidrocarburos están contenidos en rocas almacén conformadas como trampas estructurales o estratigráficas. Cada sondeo drena un gran volumen del yacimiento. Los hidrocarburos de zonas muy lejanas fluyen naturalmente al
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abatir la presión en fondo de pozo productor, creando un gradiente de presión dentro la formación almacén, y hacia el fondo de pozo, que provoca el movimiento de los fluidos. En la figura 1.2 adjunta se muestran esquemáticamente los yacimientos convencionales, que satisfacen las reglas básicas necesarias para que exista una acumulación de gas o petróleo (Petroleum System), frente a los no convencionales.
1.2.
Gas de pizarra (shale gas) y gas en capas de carbón (CBM)
Inicialmente, el término coal bed methane (CBM) fue usado para identificar el gas, procedente de las capas del carbón, que se drenaba antes de atacar la explotación de un frente, con el fin de extraer el metano de la capa o capas de carbón, y así disminuir su peligrosidad. Entonces, el aprovechamiento comercial del CBM era un subproducto que reportaba pequeños beneficios. La atención estaba focalizada a procurar seguridad y mayor productividad a las labores mineras. En años más recientes se entendió que el CBM podría ser un recurso comercial en sí mismo y se desarrollaron proyectos para su explotación en EEUU, teniendo como objetivo exclusivo la explotación del metano, tanto en las zonas minadas (CMM, coal mine methane), como en las no minadas (coal bed methane o CBM). Por extensión se fueron abordando cada vez zonas más profundas y zonas en donde la identificación de una a una de las capas de carbón no era tan obvia (CBM), pasando a comprobar que la explotación del gas presente en un paquete carbonoso más o menos rico en materia orgánica era comercial y de aquí, que una potente roca con presencia de materia orgánica madura constituida por pizarras (shale gas) también producía gas en cantidades económicas, teniendo en común la tecnología para su explotación: la perforación direccional y la fracturación hidráulica. El desarrollo comercial de este tipo de yacimientos no convencionales, ha sido relativamente reciente. Este recurso se ha identificado en numerosas cuencas del mundo, pero ha sido en EE.UU donde se ha desarrollado a gran escala debido a la conjunción de varios factores, estando entre los más destacables: -
la existencia de un expansivo mercado de gas, que en su momento no tenía más alternativa para afrontar su crecimiento, que recurrir a la importación masiva de gas natural licuado (LNG), con la expectativa de un precio creciente.
-
una legislación favorable, que alineaba los intereses de los dueños de los terrenos prospectivos, con las compañías emprendedoras, que buscaban el recurso energético.
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-
una notable reducción de costes técnicos tanto de inversión, como en la operación y mantenimiento de las explotaciones
-
una administración pública sensibilizada con el impacto que tiene el coste energético en la economía de un país y que ofreció algunos incentivos fiscales a las compañías prospectoras, a la par que actuaba con una notable transparencia en materia medioambiental y técnica, dando confianza a los administrados, tanto a la población como a las compañías exploradoras.
-
una población familiarizada, desde hacía más de una centuria, con la explotación de los hidrocarburos mediante el sistema de pozos y tuberías de transporte y que supo poner en su contexto los nuevos desarrollos.
El gas de pizarra o shale gas, y el gas en capas de carbón (CBM) tienen mucho en común. En realidad es un continuo en el que las características de la roca dependen del contenido, tipo y distribución de su materia orgánica, junto con el ambiente sedimentario en que se depositaron y su evolución diagenética. Aunque en términos generales y para simplificar, definimos como carbón aquella roca que tiene más de un 50% de materia carbonosa y como pizarra cuando su contenido en materia orgánica madura es menor del 50%. Ambas rocas tienen en común ser de muy baja permeabilidad (< 1 mD), haber sufrido un proceso diagenético que ha permitido a la materia orgánica madurar y generar hidrocarburos y ambas liberan naturalmente el gas, pero a caudales no comerciales. Desde el punto de vista de los yacimientos no convencionales, ambas rocas, las pizarras y las capas de carbón, actúan tanto como roca madre, como roca almacén y roca sello para el gas generado y contenido en las mismas. Tradicionalmente habían presentado y continúan presentando interés como rocas madres o rocas generadoras de hidrocarburos pero no como roca almacén: ésta es la novedad.
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Figura 1.3. Afloramiento de las alternancias rítmicas de margas y margo calizas con abundante materia orgánica en el Lías al N de Reinosa. Fuente:ETSIMO, 2011.
El gas en las pizarras y en las capas de carbón se encuentra almacenado en dos formas: -
en forma de gas libre en los poros y fracturas de la roca.
-
en forma de gas adsorbido sobre las micro partículas carbonosas que constituyen la materia orgánica.
El origen de cualquier hidrocarburo fósil es la descomposición de la materia orgánica (algas, restos vegetales o plancton) según un proceso diagenético denominado carbonización o maduración térmica que en función de determinadas condiciones de presión y temperatura, da lugar a carbón, petróleo y gas natural. No obstante, su génesis es distinta como se trata de explicar a continuación.
1.2.1
Génesis del Gas de Pizarra
Los yacimientos de gas de pizarra se localizan en múltiples formaciones paleozoicas y mesozoicas desde el Cámbrico al Cretácico. Estas formaciones han dado lugar a
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yacimientos de distintas propiedades en función del entorno geológico en que sedimentaron. Desde un punto de vista de ambiente sedimentario, las “shale gas” y ““black sale” en general, se depositan normalmente en cuencas de antepaís en aguas profundas y anóxicas, o con circulación de agua muy restringida.
Oceáno
Montañas
Llanura Aluvial Frente del delta-Arrecife Base del talud
Cuenca profunda
limo, arena conglomerados
limo, lodo, arenas, "Gray Shale"
"Gray Shale" Turbiditas
"Black Shales" Figura 1.4. Modelo deposicional de Black y Gray Shales. Fuente: Adaptado de Martin, Lombardi y Nyaha (n.d.)
Los depósitos ocurren a profundidades no inferiores a los 200 metros aunque hay excepciones, como la formación Haynesville (EE.UU), que se ha depositado entre 30 y 70 metros. Uno de los ambientes sedimentarios más típicos para su deposición, ha tenido lugar en cuencas euxínicas que fueron influenciadas por el desarrollo de rampas carbonatadas y cuencas de antepaís. Numerosos procesos sedimentarios se activan en estas cuencas, junto con una variación de los procesos físicos, geoquímicos y biológicos, dando lugar a una arquitectura estratigráfica compleja y a yacimientos heterogéneos, aspectos a tener en cuenta en su exploración y explotación. Las “black shale” y “gray shale” se han depositado durante largos eventos transgresivos en ambientes anóxicos. La presencia de pirita framboidal y elementos traza como azufre, molibdeno, hierro, cobre y níquel son características indicadoras de un ambiente euxínico.
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1.2.2
Génesis de gas en capas de carbón
De un modo simplificado la evolución de la materia orgánica sigue la secuencia siguiente: a) Paso de la materia vegetal a turba en lo que se conoce como “carbonización bioquímica”, debida a la actividad microbiana en medios anaerobios. Las bacterias reductoras consumen el oxígeno contenido en la materia vegetal enriqueciéndola en hidrógeno. En esta fase se suele generar gas metano de origen biogénico. b) Los sedimentos, que se siguen acumulando, provocan un mayor enterramiento y como consecuencia del gradiente geotérmico tiene lugar un aumento de la temperatura, junto con una mayor compactación de la materia carbonosa y una expulsión del agua asociada. c) El efecto de la temperatura creciente produce la transformación, primero en lignito y después, si continua el proceso diagenético, en hulla y antracita, con una transformación, del hidrogeno inicialmente presente, en gas metano, parte del cual puede migrar de las capas de carbón. Como consecuencia de estos procesos se tienen unos productos asociados que se denominan “productos de la carbonización”, entre los que se encuentra el metano. La generación de metano durante la carbonización se debe a dos mecanismos: -
Cuando la temperatura es inferior a 50ºC: metano biogenético o “gas de los pantanos”, consecuencia de la descomposición microbiana de los restos vegetales.
-
Cuando la temperatura es superior a 50ºC:metano termogénico: con el aumento de la profundidad aumenta la temperatura y el rango de su maduración, no se trata de un cambio instantáneo, se tiene una relación tiempo-temperatura que es la que da la madurez, además del volumen de gas generado durante el proceso.
Como la materia vegetal de partida tiene características muy diferenciadas y además los procesos de alteración son muy diversos, el producto resultante tiene una extraordinaria heterogeneidad. Para su clasificación se introduce el concepto de “rango del carbón” caracterizado por parámetros medibles y objetivos como: capacidad calorífica, contenido en humedad, porcentaje en volátiles, reflectancia de la vitrinita y carbono fijo. Una vez caracterizados los diferentes tipos de carbón tiene sentido hablar de carbones más o menos evolucionados, así como de madurez del carbón en función de los diferentes rangos. Así pues tendremos, según aumenta el rango, la clásica secuencia: turba-lignito-hulla sub/bituminosa-hulla bituminosa-antracita
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Los gases generados de las capas de carbón, incluyen fundamentalmente metano, con presencia de: dióxido de carbono, nitrógeno y otros componentes de gas húmedo (etano, propano, etc.). El rango del carbón y la composición maceral, particularmente la abundancia de material orgánico rico en hidrógeno, y la hidrodinámica de la cuenca, controlan la composición de los gases producidos. En general, los gases en carbones de bajo rango (valores de reflectancia de la vitrinita menores del 0,5 %) son biogénicos, mientras que los gases en carbones de mayor rango son predominantemente termogénicos, aunque los gases biogénicos pueden estar presentes en cualquier rango.
1.2.3
Herramientas relevantes a la hora de prospectar y aprovechar el recurso
Las diferentes ramas de la geología en sentido amplio y la ingeniería del subsuelo colaboran en su identificación: estratigrafía, tectónica, sedimentología, hidrodinámica, geotermia, petrología, geoquímica, geofísica, perforación, ingeniería de yacimientos... Entre las herramientas relevantes para prospectar y evaluar el recurso destacamos: -
La geoquímica orgánica
-
La estratigrafía y la sedimentología con el fin de definir el sistema deposicional y la evolución de la cuenca
-
La hidrogeología en su doble papel: -
de herramienta para asegurar la calidad de las aguas subterráneas utilizadas en el abastecimiento a la comunidad
-
herramienta para comprender la interrelación entre la capa de carbón como roca almacén de gas y como acuífero
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Figura 1.5. Parámetros fundamentales en la investigación de “gas shale”. Fuente: BNK Petroleum (2011)
-
El marco tectónico y las características estructurales
-
La permeabilidad, generalmente asociada con una dirección de fractura preferente y la capacidad de almacenamiento de gas en sus dos formas, libre y adsorbido
-
Y por supuesto, la geometría de la formación prospectiva dada por la sísmica de reflexión y los sondeos
1.2.3.1 La geoquímica orgánica
En el proceso de la exploración y posterior desarrollo del campo, es relevante el análisis de los elementos que conforman el petroleum system: “roca madre”, “migración”, “roca almacén”, “sello” y “trampa”. En la exploración del CBM y del gas de pizarra, al estar atrapado el gas en la propia “roca madre”, que hace simultáneamente de “almacén”, “sello” y “trampa”; y al no haber habido proceso de “migración” para el gas, es extremadamente relevante el conocimiento de la geoquímica de las roca madre. En ese sentido se volverá a hacer énfasis en el capítulo 3. El carbono orgánico total (TOC), puede estar presente en una roca en las siguientes formas: a) Carbono orgánico presente en los hidrocarburos generados (CHC).
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b) Carbono orgánico susceptible de convertirse en hidrocarburos (CC), denominado “carbono convertible”. c) Residuo carbonoso que no producirá hidrocarburos por insuficiencia de hidrógeno. Se denomina (CR) carbono muerto, inerte o residual. Los aspectos principales relacionados con la geoquímica orgánica son: 1. El contenido en carbono orgánico total o TOC medido en % sobre el total de roca. No es suficiente un elevado TCO para valorar el potencial generador de una determinada roca, otras variables son el: contenido en hidrógeno, tipo de kerógeno, grado de maduración, son muy relevantes
Potencial de generación de hidrocarburos
TOC (% en peso) (lutitas o pizarras)
TOC (% en peso) (carbonatos)
Pobre
0,0-0,5
0,0-0,2
Moderado
0,5-1,0
0,2-0,5
Bueno
1,0-2,0
0,5-1,0
Muy bueno
2,0-5,0
1,0-2,0
Excelente
>5,0
>2,0
Tabla1.I.- Potencial de rocas madre en función del TOC Fuente: (Holditch, 2011)
2. El ensayo Rock-Eval. Que permite conocer el origen y la calidad del TOC. El Instituto Francés de Petróleo (IFP) ha desarrollado este ensayo, denominado Rock-Evaly convertido casi en un estándar en la industria, que tiene como objeto analizar los gases emitidos por una muestra sometida a un proceso de pirólisis y posteriormente de oxidación. Se verá con más detalle en el capítulo 3. 3. El tipo de kerógeno. La composición de los hidrocarburos generados por una roca madre viene determinado por el tipo de kerógeno presente en la roca sedimentaria. El kerógeno, inicialmente se clasificaba en función de las relaciones atómicas entre hidrógeno y carbono (H/C) y entre oxígeno y carbono (O/C) de una determinada roca madre, mediante unos análisis caros y complicados. Hoy en día se utilizan los datos
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proporcionados por el ensayo Rock-Eval que permiten calcular una buena aproximación a las relacione atómicas antes mencionadas.
Tabla 1.II. Tipos de kerógeno.Fuente: (Hill & Lombardi, 2002)
El tipo de kerógeno y el ambiente sedimentario de la formación también se pueden determinar mediante la determinación de los biomarcadores (relación pristano/C17 y fitano/C18), según lo siguientes diagramas (Peters et al, 1999; Peters et al, 2005):
Tabla 1.III. Tipo de materia orgánica y ambiente sedimentario en función de las relaciones Pr/C17 y Ph/C18.Fuente: (Peters et al., 2005)
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La maduración térmica de una roca generadora, viene indicada por la reflectancia de la vitrinita, Ro, la cual predice, no solo cuando una roca madre está en la ventana de gas, sino también el tipo de gas
1.2.3.2 El sistema deposicional y la evolución de la cuenca
El sistema deposicional ejerce un fuerte control sobre la productividad de los yacimientos de gas de pizarra y de CBM. Determina el tamaño, la extensión, la potencia, la orientación y la secuencia estratigráfica del yacimiento. Los procesos de acumulación de materia orgánica y su preservación, como en el caso del carbón, requieren un coeficiente de subsidencia delicadamente equilibrado que mantenga unos niveles de lámina de agua óptimos pero que excluya influjos disruptivos de sedimentos clásticos. Su conocimiento es relevante para comprender e inferir la geometría y distribución de la zona prospectiva. De igual modo es relevante, en la fase prospectiva, el conocimiento del ambiente sedimentario para las “shale gas” y “black shale”, y aunque se depositaron normalmente en cuencas de antepaís en aguas profundas y anóxicas, con circulación de agua muy restringida y ambiente más mas calmos, el desarrollo de rampas carbonatadas y fenómenos de turbidez, junto con una variación de los procesos físicos, geoquímicos y biológicos, pueden dar lugar a una arquitectura estratigráfica compleja y a yacimientos heterogéneos, aspectos estos que condicionan la exploración La historia tectónica también puede tener un efecto importante en la maduración de la roca debido a un aumento de la presión y/o temperatura derivados de las variaciones en la profundidad de enterramiento.
1.2.3.3
La hidrogeología
Como se indicó arriba la hidrogeología juega un doble papel, ambos relevantes. -
En primer lugar como herramienta para asegurar la calidad de las aguas subterráneas utilizadas en el abastecimiento a la comunidad y que debe ser preservada durante todo el tiempo
-
En segundo lugar como herramienta para comprender la interrelación entre la capa de carbón como roca almacén de gas y como acuífero
En el caso concreto de gas en capa de carbón los flujos de aguas subterráneas están íntimamente ligados con la distribución del carbón, el sistema deposicional y con el marco tectónico-estructural debido a que el flujo de las aguas subterráneas a través de
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las capas de carbón representa una recarga de los carbones permeables, lateralmente continuos en los márgenes de la cuenca definidos por la estructura. Los carbones actúan, no sólo como conductos para la migración del gas (carierbed), sino también como acuíferos pudiendo ocasionalmente ser más permeables que las areniscas asociadas. La hidrogeología es un factor crítico en la comprensión de la productividad de las capas de carbón, porque integra todos los parámetros decisivos que pueden condicionar la productividad de un yacimiento o de un pozo. Es frecuente que flujo dinámico de agua subterránea a través de carbones de alta madurez térmica (rango) y con un alto contenido de gas haga de sello del entrampamiento (Kaiser, 1994) preservando el gas en el yacimiento, y actuando de factores hidrogeológicos en la migración y acumulación.
1.3 El gas de baja permeabilidad o “tight gas” El término “tight gas reservoir” o coloquialmente “tight gas sands” o simplemente “tight gas”no establece una definición formal y su utilización cubre un espectro considerablemente amplio. En general se utiliza para referirse al gas que se encuentra en almacenes caracterizados por su baja calidad, debido a que presentan muy bajas permeabilidades, del orden de 0,1 mD o microD. Puede corresponder sobre todo a formaciones clásticas (areniscas) o carbonatadas e incluso de tipo ígneo, una fracturación natural y que presentan una permeabilidad inferior a 0,1mD.Así, Law& Curtis (2002) lo definen como yacimientos de baja permeabilidad, en general inferior a 0,1 mD. Otra acepción, y en este caso por exclusión, se refiere a aquellos yacimientos de extensión regional y que no son económicamente rentables producirlos, utilizando tecnologías convencionales. Sin embargo, otras organizaciones como la Society for Petroleum and Coal Science and Technology (DGMK) proponen una nueva definición elaborada por la industria petrolera alemana que incluye a los yacimientos con una permeabilidad efectiva media al gas inferior a 0,6 mD.
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Figura 1.6. Poros aislados en una formación de areniscas de muy baja permeabilidad. Fuente: USGS,
1.3.1
Génesis del tight gas
Los yacimientos “tight gas” no se limitan a rocas siliciclásticas, por similitud en la explotación también se incluyen los “tight carbonate”, que son carbonatos procedentes de extremo de cuenca y plataformas carbonatadas, que normalmente tienen menor contenido en materia orgánica y porosidad ( 1, 4 se habrá generado gas seco.
Figura 3.5. La maduración térmica de la roca, es indicada por la reflectancia de la vitrinita. Boyer 1989, modificado por Loftin 2009
El TOC no es una constante de la roca. A notar que a medida que una misma roca generadora tiene un mayor grado de maduración térmica, su TOC disminuye, debido al proceso de migración de los hidrocarburos generados. Por otra parte, una misma roca madre puede haber sido una excelente roca generadora de hidrocarburos convencionales y ser, simultáneamente, un excelente yacimiento de gas no convencional, por haber conservado en su interior gas aun sin migrar.
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Una vez definido el prospect, se perforan varios sondeos verticales o desviados, recuperando testigos de la formación prospectiva para su posterior análisis. Finalizada la perforación se realizan los correspondientes logso registros de pozo abierto. En la exploración convencional a veces es suficiente la perforación de un pozo para descartar un prospect. En los yacimientos no convencionales un pozo no es suficiente para declarar la no prospectividad de un área. El radio de drenaje de un pozo vertical en un yacimiento de gas no convencional, incluso después de haberlo sometido una estimulación hidráulica, es muy limitado, difícilmente alcanza dos o tres centenares de metros, a diferencia de un yacimiento de gas convencional en el que el radio puede superar fácilmente los mil metros.
Figura 3.6. Afloramiento de pizarra donde se aprecia la microfracturación ortogonal que da lugar a los cleats
Los testigos son tomados en recipientes estancos para ser llevados directamente al laboratorio, donde se mide la capacidad de almacenamiento de gas, tanto del adsorbido como el gas presente en las microfracturas y los poros. La unidad utilizada suele ser en pies cúbicos en condiciones estándar de gas (scf), o metros cúbicos en condiciones normales (Nm3), por tonelada de roca prospectiva, que se correlaciona con algún parámetro de los registros, generalmente el índice de rayos gamma. La mayoría de las rutinas de interpretación de los registros en pozo abierto facilitan una correlación entre el TOC y las lecturas de rayos gamma, junto con una estimación de la densidad de grano, que permite calcular la porosidad.
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Figura 3.7. Afloramiento de carbón donde se aprecia la microfracturación ortogonal que da lugar a los cleats
Se suele realizar sobre los testigos ensayos para medir la porosidad y la permeabilidad así como análisis mineralógico detallado, que permite predecir la friabilidad de la formación, esto es la facilidad para ser fracturada.
Figura 3.8.- Composición mineralógica reducida de almacenes al sistema cuarzo-calcita-minerales arcillosos. La figura corresponde a las Barnett Shale.Fuente: (Jarvie et al, 2007).
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No obstante, para evaluar un yacimiento con precisión, se suele necesitar un robusto modelo petrofísico, que permita calibrar los registros a pozo abierto con las medidas reales efectuadas sobre los testigos en el laboratorio, y que incluye las variaciones en TOC junto con la mineralogía. Debido a la baja permeabilidad matricial de los yacimientos no convencionales, las micro fracturas naturales contribuyen al flujo de gas, pero no son suficientes para alcanzar una producción comercial. Consecuentemente la identificación de los sistemas de fracturas naturales es un elemento clave. Aspectos como la: orientación, distribución, tamaño, intensidad de las fracturas, junto con la friabilidad de la formación prospectiva son capitales. Si la formación lo merece, en uno de los pozos perforados y después de ser estimulado mediante fracturación hidráulica, se realiza una o varias pruebas de larga duración. Para ello se requiere achicar el agua, previamente inyectada durante la fracturación, con el fin de abatir la presión en fondo de pozo y permitir la desorción del gas. Los flujos iniciales de gas son elevados. Al principio se produce preferentemente el gas presente en el espacio poral y las microfracturas. Posteriormente, la presión en el yacimiento desciende, el caudal baja y se va liberando el gas adsorbido con un lento declino y durante un largo periodo de tiempo.
3.3.
El desarrollo y la explotación del gas no convencional
La perforación horizontal y fracturación hidráulica han sido las dos técnicas que han permitido situar en la categoría de reservas, los considerables recursos de gas que albergan los tres tipos yacimientos de gas no convencional: CBM, gas de pizarra y gas de baja permeabilidad, mencionados anteriormente
3.3.1. La perforación horizontal El primer avance en la perforación horizontal se desarrolla en la década de los 80, con la mejora de los motores de fondo y la telemetría del pozo.
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Figura 3.9. La perforación horizontal reduce notablemente el impacto ambiental
El motor de fondo es una turbina hidráulica movida por el fluido de perforación, que se sitúa casi en el extremo de la sarta de perforación, y evitando de este modo la rotación de toda la sarta, haciendo girar solo la herramienta de corte y permitiendo variar el ángulo de ataque para dirigir la perforación en la dirección deseada y con el ángulo adecuado. Mediante la telemetría se envía una señal desde el fondo del pozo, prácticamente desde la herramienta de corte, hasta la superficie permitiendo conocer su situación, junto con alguna información adicional, relativa al tipo de roca y fluidos que se están cortando. El segundo avance, realizado en la pasada década, fue el aumento de la longitud de la sección horizontal del pozo, apoyándose en el perfeccionamiento de las dos tecnologías antes mencionadas, el motor de fondo y la telemetría del pozo, junto con las mejoras continuas en los fluidos de perforación y las herramientas de corte, pasando rápidamente de secciones de 100 m a más de 2 km en horizontal. Los avances actuales se centran en la consecución de pozos muchos más largos en su sección horizontal, más profundos, más precisos y con múltiples ramas.
3.3.2. La fracturación hidráulica La fracturación hidráulica es una técnica desarrollada en EEUU a inicios de siglo XX al objeto de mejorar el caudal de los pozos de muy baja productividad. Al final de los años 70´s, la fracturación hidráulica ya era una tecnología probada, aplicada de un modo estándar para transformar en comerciales, pozos de baja productividad, fundamentalmente, de gas yen yacimientos convencionales.
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Figura 3.10. Dibujo de la disposición geométrica de una serie de fracturaciones artificiales. Observar que siempre son sub-verticales. Sarmiento 2012
La combinación de perforación horizontal junto con varias etapas de fracturación hidráulica en un mismo pozo, comenzó a ser usada para la extracción de gas en yacimientos no convencionales en Norteamérica en los años 2002- 2003. La técnica consiste en generar uno o varios canales de elevada permeabilidad a través de la inyección de agua a alta presión, de modo que supere la resistencia de la roca y que abra una fractura controlada en el fondo de pozo, en la sección deseada de la formación contenedora de gas. Con el fin de evitar el natural cierre de la fractura, en el momento en que se relaja la presión hidráulica que la mantienen abierta, se bombea, junto con el agua, un agente de sostenimiento (propante), comúnmente arena, que mantiene las fractura abierta de un modo permanentemente. En si, no es una técnica novedosa, en el mundo se han sobrepasado ampliamente el millón de operaciones de fracturación hidráulica de pozos. La tecnología avanza en la realización de fracturaciones más focalizadas, menos demandantes en agua y con productos más amigables para el medioambiente.
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3.3.2.1.
La monitorización de la geometría de las fracturas
Todo operador está interesado en controlar la propagación de las fracturas y asegurarse de que las fracturas realmente realizadas afectan únicamente a la formación que contiene el gas. Una propagación incontrolada significa una pérdida de energía, agua, productos químicos y en definitiva tiempo y dinero. Cada elemento del subsuelo está sometido a un tensor de esfuerzos que se puede representar como un elipsoide, semejante a un “balón de rugby”, reflejando en el eje vertical la presiones litoestática e hidrostática, y en los ejes horizontales la hidrostática más los diferentes esfuerzos de compresión o tracción a que estaría sometido ese elemento del terreno.
Figura 3.11.Planta del plano para la monitorización mediante la microsísmica de una operación de fracturación en la formación New Albany.Fuente: Kent F Perry 2009
Generalmente, a partir de la cota de 500 m el eje más alargado del elipsoide de esfuerzos es subvertical y el eje más corto uno de los subhorizontales. La fractura siempre tiene una geometría perpendicular al eje menor del elipsoide, y como es lógico siempre se rompe por la parte más débil, venciendo la mínima resistencia y por eso son subverticales las fracturas a partir de la cota de los 500 m aproximadamente. La técnica más exitosa en el control de las fracturas está basada en la tecnología de micro sísmica, que permite seguir el crecimiento de la apertura de las fracturas en profundidad, y su orientación dentro de la formación productiva, mientras se lleva a cabo el tratamiento de fracturación.
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Consiste en distribuir, en las proximidades de la zona a fracturar, tanto en superficie como en fondo de los pozos próximos, una serie de geófonos, al objeto de registrar la energía liberada, en forma de ondas, ocasionadas por la fracturación de la roca. Posteriormente, toda la información registrada se procesa de un modo similar a como se procesa la sísmica 3D, permitiendo ubicar en el subsuelo los pequeñas fuentes de energía resultantes de la fracturación de la roca, y consecuentemente conocer la extensión y geometría de la fractura.
Figura 3.12. Sección de la monitorización mediante la microsísmica de una típica operación de fracturación hidráulica en las Barnett Shale, Texas, USA. Fuentes: Zoback et al 2010 y “Shale gas extraction in the UK: a review of hydraulic fracturing”informe de la The Royal Society and The Royal Academy of Engineering 2012
En un reciente informe de la Real Academia de Ingeniería del Reino Unido se afirma que es altamente improbable que las fracturas artificiales se extiendan más de un kilómetro en vertical, de hecho en un estudio realizado sobre varios miles de pozos de EEUU, África y Europa (Davies et al.), fue de 600 m la máxima longitud observada. En el mismo estudio encontraron que sólo el 1% de las fracturas tenían una extensión superior a los 350 m, yque la mayoría de las fracturas se extendían entre 200 y 300m. A principio de 2012M. Kevin Fisher y Norman R. Warpinski publicaron un interesante análisis basado en varios miles de fracturaciones realizadas sobre las formaciones más
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relevantes explotadas para gas no convencional en EE.UU., tales como las Barnett Shale, Woodford Shale, Marcellus Shale e Eagle Ford Shale.
Figura3.13. En amarillo se representa la profundidad de la zona a fracturar, las líneas quebradas en rojo representan la extensión de la fractura hacia arriba y hacia abajo, en azul oscuro se representa la profundidad del acuíferos de que abastecen a la población. Fuente M. Kevin Fisher y Norman R. Warpinski 2012
En la figura 3.13 adjunta, extraída del mencionado estudio, se muestra a modo de ejemplo, el gráfico de las Barnett Shale, realizado en base a centenares de operaciones de fracturación, en donde se indica la profundidad (línea amarilla) de las fracturación y la extensión hacia arriba y hacia debajo de la fractura creada (líneas rojas), junto con la profundidad del acuífero superior (líneas azules). En ningún caso se ha llegado a afectar los acuíferos suprayacentes.
3.3.2.2.
La composición del fluido de fracturación
Una composición típica de un fluido de fracturación suele ser aproximadamente entre un 95 y un 98 % de agua (no necesariamente potable), que incorpora hasta un 5% de arena de sostenimiento y menos de un 1% de productos químicos, tales como bactericidas, reductores de fricción, espesantes,… y que se detallan abajo.
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Todos son compuestos que se utilizan en otras ramas de la industrial tales como: farmacia, cosmética, industria alimentaria, etc. Hasta muy recientemente en EE.UU. la competencia entre las compañías de servicios de fracturación hacía que no se divulgaran la composición de los productos químicos utilizados. Desde el 1 de febrero de 2012, la situación ha cambiado, todoslos ingredientes químicos y los volúmenes de agua utilizados en la fracturación hidráulica son públicos a través de la iniciativa FracFocus en colaboración con el Consejo de Protección del Agua Subterránea (GWPC o Ground Water Protection Council) y la Comisión Interestatal del Gas y Petróleo (IOGCC o Interstate Oil and Gas Compact Comission).
Aditivo
Principal componente
Uso común del principalcomponente
Ácido
Acido clorhídrico
Químicos de piscina y limpieza, química industrial
Bactericida
Glutaaldehido
Utilizado como esterilizante en frío en industria de la salud
Salmuera
Cloruro cálcico o sódico
Conservante alimenticio y condimento
Inhibidor corrosión
N,n-dimetiformamida
Utilizado como cristalizador en la industria farmacéutica
Reductor fricción
Destilados del petróleo. Polyacrylamida
Cosméticos de peluquería, maquillaje.Acondicionador de suelos
Gelificante
Goma arábiga y hidroxycetil celulosa
Espesante utilizado en cosméticos, salsas y aderezos de ensalada
Control del ion hierro
Acido cítrico
Presente en frutas, utilizado como conservante y antioxidante en la industria alimentación
Anti oxidan.
Bisulfito de amonio
Utilizado en cosméticos y en el proceso de vinificación
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Inhibidor
Etilenglicol
Anticongelante de automoción y agente para el deshielo
Tabla 3-I. Aditivos al agua de fracturación, constituyen alrededor del 1% de total de líquido inyectado
De un modo similar, en la comunidad europea se dispone de un reglamento conocido como “REACH”, que sustituyó a más de 40 directivas y reglamentos, creando un sistema integrado de registro, evaluación, autorización y restricción de sustancias y preparados químicos, que obliga a las empresas que fabrican e importan sustancias y preparados químicos a evaluar los riesgos derivados de su utilización y a adoptar las medidas necesarias para gestionar cualquier riesgo identificado. La información incluida en el registro de “REACH” es pública. Dentro del proceso de explotación de los yacimientos no convencionales, tiene una especial relevancia la disponibilidad de agua para la fracturación y el tratamiento del agua de retorno cuando alcanza la superficie, una vez que se inicia la producción del pozo. De estos temas se tratará en un capítulo posterior. A modo de ejemplo en el cuadro adjunto se indica la composición de los fluidos de fracturación utilizados en la fracturación en 6 etapas de un pozo típico, facilitado por la compañía Cuadrilla en la http://www.cuadrillaresources.com/what-we-do/hydraulicfracturing/fracturing-fluid/
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3.3.3. La explotación del gas no convencional La explotación del gas no convencional es un continuo. Las fases de desarrollo del campo y producción del gas no están separadas, como suele ocurrir en un yacimiento convencional. Esto es lo que hace que esta actividad sea altamente generadora de empleo. La producción comercial se alcanza mediante la perforación de sondeos horizontales realizados desde un mismo emplazamiento al objeto de reducir la huella en superficie y generalmente orientados perpendicularmente al sistema de micro fracturas preferente.
Figura 3.14. Dibujo de la disposición en superficie y fondo de una explotación industrial. Heinz 2012
A lo largo de la sección horizontal del pozo se realizan varias etapas de fracturación hidráulica con el fin de incrementar el volumen de roca drenado. Cuanto mayor sea la interconexión de la red de micro fracturas natural con la red fracturas inducidas, más eficiente será el drenaje del gas y mayor el factor de recuperación. Es frecuente, en un mismo yacimiento, estar reconociendo nuevas zonas prospectivas, y simultáneamente estar perforando y fracturando nuevos pozo productores, que a su vez, conviven con otros pozos productores más antiguos. Es un recurso que requiere abundante mano de obra. En USA estudios realizados al respecto, estiman en másde
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600.000 los puestos de trabajo directos creados, estimando que se podrán alcanzar los 1,7 para el año 2025. Una vez finalizadas las operaciones de fracturación, en un determinado pozo, se incorpora al resto de la explotación, aplicándole los correspondientes procedimientos de seguimiento y control del yacimiento, junto con los de las instalaciones de superficie, con el fin de prevenir cualquier incidencia, siguiendo los rigurosos estándares de la industria. Los factores de recuperación globales para un yacimiento no convencional se sitúan en el entorno del 20-30% del gas original in situ, frente a un 75% en un yacimiento convencional. El uso de la fracturación hidráulica ha contribuido a la incorporación de 7.000 millones de barriles de petróleo y 600 Tcf de gas natural al inventario de reservas de EE.UU. Como referencia, mencionar que el mercado español consume 1,5 Tcf de gas al año y 1,5 millones de barriles al día.
Figura 3.15. Foto de una explotación industrial.
La capacidad para predecir la productividad de una zona prospectiva se basa en la exploración realizada y la experiencia acumulada en el yacimiento, mediante el análisis de: los testigos, los registros de pozo abierto, los datos recogidos durante la perforación,
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el comportamiento de las zonas fracturadas, el análisis de las completaciones y el histórico de producción del conjunto del campo y de cada uno de los diferente pozos. Durante la explotación hay un proceso de aprendizaje y mejora continua que es normal en la industria.
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4. ASPECTOS ECONÓMICOS Y ESTRATÉGICOS En este capítulo se valoran los aspectos y consecuencias económicas del aprovechamiento de los recursos de gas no convencional y los efectos estratégicos derivados de su explotación, tanto desde la perspectiva macroeconómica como desde los impactos que puede provocar un aprovechamiento intensivo de estos recursos en el corto, medio y largo plazo, teniendo siempre presentes los criterios de sostenibilidad.
4.1
Breve reseña histórica
Como se ha comentado en anteriores apartados, la existencia del hoy denominado gas no convencional era conocida desde hace largo tiempo: gas asociado al carbón, hidrocarburos presentes en rocas madre, hidrocarburos en yacimientos de muy baja permeabilidad, hidratos de metano. Desde el inicio de la minería del carbón es conocida la presencia frecuente de metano asociado ala misma, causante de múltiples incidentes de carácter grave. En 1821 un pozo que perforó la formación Dunkirk Shale, de edad Devónica, en la localidad de Fredonia, Estado de Nueva York, fue puesto en producción. Varios pozos más siguieron a aquél, siendo utilizado el gas producido para abastecer establecimientos de la zona y en la iluminación de la ciudad. Los caudales medios reportados por pozo fueron del orden de los 500 a 600 m3/ día. Yacimientos de gas de muy baja permeabilidad han sido reconocidos una y otra vez con ocasión de la exploración de hidrocarburos convencionales, intentándose con frecuencia la mejora de aquella mediante diferentes procedimientos de estimulación con resultados muy diversos. Pero no ha sido hasta tiempos recientes, cuando la explotación de este tipo de recursos ha pasado a constituir un hecho de primera magnitud, dentro del mundo energético, y referencia obligada en todos los estudios prospectivos de ese sector. En el caso del gas asociado a capas de carbón, CBM (coal bed methane) o CSM (coal sean methane), los primeros intentos de aprovechamiento se remontan a los años 70 del pasado siglo en los EE.UU. pero los primeros logros no llegaron hasta la siguiente década, y a finales de 2001 se habían perforado 165 pozos con una producción conjunta de 6 Bcf de gas. Para el shale gas, se considera que el primer intento de aprovechamiento del mismo, con enfoque de yacimiento no convencional, se llevó a cabo por la compañía Mitchel Energyal perforar el pozo Slay 1 en el vértice SO del Condado de Wise, Texas. Este pozo produjo un total de 1 Bcf de gas pero marcó el inicio del aprovechamiento del shale gas en la formación conocida como Barnett.
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La siguiente figura, tomada de “A history and overview of the Barnett Shale. Powell Barnett Shale NewsletterResearch, 2008” ilustra la lenta progresión del aprovechamiento del gas de la formación Barnetthasta comienzos del siglo XXI en que la combinación de diversos factores propicia su desarrollo espectacular.
Figura 4.1. Desarrollo de la explotación de gas no convencional en la Barnett Shale
Pero no ha sido éste el caso en la evolución de otras cuencas, actualmente en explotación. La siguiente figura refleja el rápido desarrollo del Fayettville Shale, iniciado en el año 2006, que alcanzó en cuatro años los niveles productivos que para el caso de la Barnett Shale necesitaron un período de tiempo cinco veces mayor.
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Figura 4.2. Desarrollo del desarrollo de la explotación de Fayettville Shale, iniciada en el año 2006. Fuente: SPE 152621(2012).
Casos americano y europeo. Consideraciones de tipo económico
4.2
Se reconocen, al menos, tres factores clave para el espectacular desarrollo del aprovechamiento de los hidrocarburos no convencionales: • • •
Técnicos Económicos Legales
Sin entrar en el desarrollo del primero de ellos que corresponde a otro apartado de esta comunicación, si merece ser resaltada la importancia que en la vertiente técnica ha tenido la mejora continuada de la perforación dirigida y horizontal, junto con la optimización de la técnica de estimulación mediante fracturación hidráulica, así como la posibilidad de agrupamiento de múltiples pozos en un solo emplazamiento. En la vertiente económica, el aspecto más relevante a destacar es la significativa reducción de costes de inversión (capex) y operativos (opex) conseguida en los últimos años, fundamentalmente en los EEUU de América y en Canadá, países en los que el gas no convencional ha tenido un gran desarrollo, siendo los primeros los que más influyen en el coste final del gas puesto en la red. Esa reducción se ha conseguido gracias a la conjunción de varias circunstancias:
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-
Amplia disponibilidad de recursos materiales y humanos Optimización de los procesos de perforación, estimulación y producción, incluyendo la gestión de los fluidos, tanto de alimentación como de retorno Carácter de la actividad, continuada en una misma área, y más próxima al sector manufacturero que al de la exploración y producción convencional
De las tres circunstancias citadas es posiblemente la primera la que ejerce mayor influencia y potencia que las otras dos, condicionando fuertemente el desarrollo del gas no convencional en aquellas regiones del mundo carentes de infraestructura adecuada. Así por ejemplo, en enero del año 2012, según Rig Worlds, se contabilizaban en los EEUU de América un total de 1.949 torres de perforación frente a 71 disponibles en Europa; y respecto de los equipos de bombeo para estimulación hidráulica, según FP Energy, la potencia disponible alcanzaba los 18 millones de C.V. siendo contados los equipos disponibles en Europa, con potencias unitarias por equipo del orden de los 20.000 C.V. La citada reducción de costes en la producción del gas natural no convencional ha propiciado la entrada en el mercado norteamericano de ese tipo de recurso energético con el consiguiente impacto en el mismo, tanto en términos de disponibilidad de gas nacional como de precio.
Figura 4.3. Evolución de la producción nacional de gas en EEUU.
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La figura 4.3, extraída de un estudio de la Energy Information Administration (EIA)del año 2012, muestra la evolución de la producción nacional de gas en los EEUU de América, expresada en Tcf, y la creciente participación en la misma del gas no convencional: CBM, tight y shale. Destaca la evolución del shale gas que, comenzando a explotarse a principios de este siglo, alcanza en el 2010 una participación del 23%, previéndose una cuota del 49% en el año 2035. Lo comentado cobra aun mayor interés cuando se considera la evolución de los precios spot de gas en el Henry Hub, reflejados en el siguiente cuadro, expresados en dólares por millón de Btu. Los precios del período 2006-2010 conforman la nube gris mientras los correspondientes a 2011 y parte de 2012 se encuentran en la banda baja en un rango de 2 US$/MBtu a 5 US$/MBtu. La tendencia observada en los precios en el mercado americano que, sin duda, están influyendo en los del resto del mundo, debido en parte a una mayor disponibilidad de LNG, ha sido interpretada por diferentes expertos como un signo inequívoco de desacoplamiento de los precios del gas respecto de los del crudo. Conviene precisar que los últimos precios de venta mencionados no reflejan los costes reales de producción del gas no convencional de un gran número de campos, siendo el resultado de la combinación de varios factores entre los que cabe destacar: -
Un elevado nivel de oferta
-
La necesidad de perforar un mínimo número de pozos para no perder los derechos de explotación
-
La producción en algunos casos de hidrocarburos líquidos que acompañan al gas y elevan el valor del recurso extraído
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Figura 4.4. Evolución de los precios spot de gas en el Henry Hub. Fuente: U. S. Energy Information Administration. AEO 2012.Early Release Overview.January 23, 2012.
El precio de venta de equilibrio de rentabilidad para un yacimiento viene determinado, fundamentalmente, antes de royalties, tasas, impuestos etc., por los siguientes parámetros: -
Coste de inversión por pozo, incluyendo perforación y estimulación Coste de inversión de infraestructuras de producción repercutibles por pozo Costes de explotación repercutibles por pozo Costes medioambientales Perfil de producción por pozo Volumen final de gas recuperado por pozo
Y de entre ellos los que ejercen mayor influencia en el coste final del gas son el primero y los dos últimos, siendo precisamente estos parámetros los que pueden resultar más beneficiados de la aplicación de la experiencia acumulada en yacimientos en explotación, a otros en evaluación o fases iniciales de desarrollo, mejorando la curva de aprendizaje de estos. Centrándonos en el caso europeo, el factor técnico-económico que se revela como más negativo es el ya mencionado de la escasez de recursos materiales y humanos. La corrección de esta situación es una condición insoslayable, necesitada de tiempo y esfuerzo, para poder pensar en el desarrollo del gas no convencional en nuestro continente a medio plazo.
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GAS NO CONVENCIONAL EN ESPAÑA, UNA OPORTUNIDAD DE FUTURO
Lo señalado resulta patente si se comparan los costes de inversión medios por pozo (de explotación) en yacimientos americanos y el coste estimado de un pozo (de exploración) en España. De la consulta de publicaciones de la “Jointas sociation survey on drillingcosts”, y otros autores y compañías, se desprende que el coste medio de un pozo profundo completado puede estar,para EEUU y Canadá, en un rango de 6 MUS$ a 9 MUS$ incluyendo varios intervalos de estimulación. Este coste sería notoriamente inferior en el caso de pozos para explotación de CBM en razón, principalmente de su menor profundidad. Como contrapunto el coste de un pozo en España a día de hoy, completado incluyendo estimulación de varios intervalos, puede rondar los 25 M, es decir unas 3,5 a 5 veces más. La OECD/IEA en su publicación de 2011, anteriormente mencionada, “Are weentering a goldenage of gas?” realizaba una estimación de los costes de producción de gas convencional y no convencional para diferentes partes del mundo que se presenta en la siguiente tabla.
Convencional
Tight
Europa Este y Eurasia
2-6
3-7
Medio Oriente
2-7
4-8
Asia/Pacífico
4-8
4-8
OECD Norte América
3-9
3-7
Sudamérica
3-8
3-7
África
3-7
OECD Europa
4-9
TOTAL
2-9
3-8
Shale
CBM
3-6
3-8
3-7
3-8
3-7
3-8
Tabla 4-I. Estimación de costes de producción en cabeza de pozo de gas natural por tipos y áreas (US$/MBtu )
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GAS NO CONVENCIONAL EN ESPAÑA, UNA OPORTUNIDAD DE FUTURO
La tabla 4-I evidencia la carencia de datos para el caso del shale gas y en menor grado para el CBM, ligada a la escasa o nula producción de esos recursos en diversas partes del mundo. Esos valores han sido actualizados durante el año 2012, y la misma institución estima los siguientes valores:
Convencional
Shale gas
CBM
EE.UU.
3-7
3-7
3-7
Europa
5-9
5-10
5-9
China
4-8
4-8
3-8
Rusia
